Proposition de coût brut d’un nouvel entrant pour différentes technologies

59. L'arrêté royal du 28 avril 2021 prévoit à l'article 10, § 4 que le coût brut des différentes technologies doit être déterminé en utilisant la « méthodologie de l'article 23, § 6 du règlement (UE) 2019/943, approuvée conformément à l'article 27, du règlement (UE) 2019/943 ».

60. Dans le cadre des dossiers d'investissement soumis à la CREG en vue d'obtenir un classement dans une catégorie de capacité donnant droit à un contrat pluriannuel (conformément aux dispositions de l'arrêté royal du 4 juin 2021 fixant les seuils d’investissement, les critères d’éligibilité des coûts d’investissement et la procédure de classement), la CREG a obtenu de nombreuses informations confidentielles relatives aux coûts d'investissements. Compte tenu du caractère hautement confidentiel de ces données et afin de ne pas influencer la prochaine enchère de 2021, la CREG estime qu'elle ne peut actuellement pas utiliser les informations confidentielles pour la détermination du coût brut du nouvel accès.

61. En outre, l'article 10, § 5 de l'arrêté royal du 28 avril 2021 prévoit que le coût brut d'un nouvel entrant doit être réévalué au moins tous les trois ans. La CREG est toutefois d'avis que, compte tenu de la confidentialité des informations dont elle dispose, il n'est pas recommandé de procéder à une nouvelle évaluation du coût brut d'un nouvel entrant juste avant la première enchère Y-4.

62. Sur la base de la compétence qui lui est attribuée à l'article 7undecies, § 7 de la loi électricité, la Direction générale Energie a déterminé le coût d'un nouvel entrant dans sa note du 7 mai 2021.

Les hypothèses utilisées pour la détermination du CoNEfixed, RT pour chaque technologie de référence dans cette note sont les suivantes :

Source : Note du 7 mai 2021 du SPF Economie

Les résultats, présentés dans la note de la Direction générale Energie du 7 mai 2021, concernant le coût d'un nouvel entrant par technologie de référence, compte tenu du facteur de réduction de chaque technologie, figurent dans le tableau ci-dessous.

Source : Note du 7 mai 2021 du SPF Economie

63. Les valeurs du coût brut d’un nouvel entrant pour la plupart des technologies mentionnées dans le projet de proposition 2086/2 de la CREG (à l'exception de la demand response) correspondent relativement bien aux valeurs calculées par la CREG dans ce même projet de proposition (Proposition 2086/2 : OCGT : 54 €/kW/an ; CCGT : 89 €/kW/an ; IC : 66 €/kW/an ; CHP 124 €/kW/an ; market response : 8 €/kW/an). Toutefois, les hypothèses de base utilisées sont différentes : les coûts d'investissement plus faibles sont compensés par des coûts annuels fixes plus élevés pris en compte par la Direction générale Energie.

64. Etant donné que les coûts d'un nouvel accès ont déjà été déterminés par la Direction générale Energie (voir numéros précédents) et que la CREG, afin de ne pas influencer la procédure de l'enchère de 2021, ne peut pas évaluer le coût brut d'un nouvel entrant cette année sans éventuellement divulguer des données de coûts confidentielles ; étant donné que la CREG a utilisé ces coûts bruts dans sa proposition de norme de fiabilité pour le territoire belge (Proposition (C)2243) ; et étant donné qu'il n’y a plus eu depuis mai 2021 de nouvelle information publique qui soit de nature à réviser les calculs de la DG Energie, la CREG propose d'utiliser comme valeurs du coût brut d'un nouvel entrant celles déterminées par la Direction générale Energie du SPF Economie. Les valeurs ci-dessus ont été calculées avec un WACC global de 7,5 % et sont donc conformes à la vision selon laquelle la méthodologie est modifiée et la médiane des revenus n'est donc plus utilisée (voir section 3.2).

65. Dans le cas où le changement de méthodologie prévu ne peut pas être mis en œuvre ou ne peut pas l'être à temps et que le cadre légal actuel qui prévoit la méthodologie utilisant la médiane des revenus reste donc en place, la CREG a proposé un WACC de 5,53% dans la section 3.2. Les valeurs du coût brut dans ce cas doivent donc être recalculées avec cette valeur de 5,53%. Selon la méthode de calcul appliquée par la Direction générale Energie dans sa note du 7 mai 2021, on obtient dans ce cas (tous les autres paramètres restant inchangés) les valeurs suivantes pour le coût brut du nouvel accès:

66. Lors de la détermination des valeurs intermédiaires pour l'enchère Y-4 en 2021 (arrêté ministériel du 30 avril 2021), la market response a été retirée de la liste, la raison principale étant le manque de potentiel pour répondre au critère de sécurité d'approvisionnement. Bien que l’enchère de 2021 n'ait pas encore commencé, il y a en gros deux résultats possibles.

Soit l’enchère CRM en 2021 est couronnée de succès, auquel cas une capacité suffisante peut être contractée, y compris une nouvelle capacité avec probablement une durée de contrat de 15 ans, et alors le besoin de nouvelle capacité pour la période de fourniture 2026-2027 diminuera fortement par rapport au besoin de nouvelle capacité pour la première période de fourniture.

Soit l’enchère CRM en 2021 n'aboutit pas et il n'est pas possible de contracter une nouvelle capacité suffisante, ce qui fait que la sécurité d'approvisionnement n'est pas garantie et, selon la déclaration gouvernementale, l'option de conserver un certain nombre de centrales nucléaires sera envisagée.

Dans ce cas, le besoin de nouvelles capacités pour la période de fourniture 2026-2027 diminue

Par conséquent, la CREG estime que, lors de la fixation des valeurs intermédiaires pour l’enchère de 2022, le besoin de nouvelles capacités (plus onéreuses) aura considérablement diminué par rapport à l’enchère en 2021, de sorte que l'on ne pourra plus dire que la participation active de la demande doit être supprimée en raison de l'incapacité à garantir la sécurité d'approvisionnement. La CREG ne voit aucune raison de retirer une des technologies de la liste.